МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ

Запорізький національний технічний університет

МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ

до лабораторних робіт з дисципліни "Електрична частина стан-

цій та підстанцій" для підготовки бакалаврів усіх форм навчан-

ня за спеціальністю 141 «Електроенергетика, електротехніка та

електромеханіка» з навчанням за освітніми програмами "Енер-

гетичний менеджмент" та "Електротехнічні системи електро-

споживання"

частина 2

2019

Методичні вказівки до лабораторних робіт з дисципліни "Елект-

рична частина станцій та підстанцій" для підготовки бакалаврів

усіх форм навчання за спеціальністю 141 «Електроенергетика,

електротехніка та електромеханіка» з навчанням за освітніми

програмами "Енергетичний менеджмент" та "Електротехнічні

системи електроспоживання" частина 2 /Укл. О.М. Климко, Д.В.

Федоша, О.І.Кузьменко. Запоріжжя: ЗНТУ, 2019.- 46 с.

Укладачі: доц., к.т.н. О. М. Климко

доц., к.т.н. Д.В. Федоша зав. лаб. О.І. Кузьменко

Рецензент доц., к.т.н. І.В. Авдєєв

Відповідальний за випуск доц., к.т.н. О.А. Шрам

Затверджено на засіданні кафедри

“Електропостачання

промислових підприємств” Протокол №5 від 26.12.2018

Рекомендовано до випуску

НМК ЕТФ

протокол №7 від 21.02.2019

53

З М І С Т

Загальні методичні вказівки ...............................................54

Лабораторна робота №5……………….................................55

Лабораторна робота №6…………………............................77

54

ЗАГАЛЬНІ МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ

Лабораторні роботи мають допомогти студентам ознайомитися з

промисловими зразками електрообладнання, яке використовується на

електричних станціях, що використовують відновлювальні джерела

енергії. Використання відновлюваних джерел енергії (ВДЕ) на сьогодні є

одним із пріоритетних напрямів розвитку європейської енергетики, що

обумовлено низкою чинників, основними серед яких є:

запобігання енергетичній нестабільності країн, пов’язаної з

енергетичними кризами, та скорочення залежності від імпорту енерго-

носіїв;

необхідність зменшення обсягів шкідливих викидів, що утво-

рюються в процесі використання традиційних енергоносіїв;

збереження запасів енергоресурсів для майбутніх поколінь.

Директива ЄС 2009/28/ «Про сприяння використанню енергії з від-

новлюваних джерел» створила основу для просування ВДЕ у ЄС та

встановила обов'язкові національні цільові показники, а саме: до 2020

року частка ВДЕ у кінцевому споживанні енергії у середньому у ЄС−28 має досягти 20%, в тому числі у транспорті – 10%.

Більше того, нарощування частки використанні ВДЕ і надалі за-

лишатиметься одним із стратегічних завдань економічного розвитку Євросоюзу. Держави−члени ЄС вже домовилися про новий цільовий

індикатор використання ВДЕ у кінцевому споживанні енергії, який

має у 2030 році досягти щонайменше 27%.

Широко використовуються такі альтернативні джерела енергії, як сонячні термічні та електричні системи, вітряні генератори, енергети-

чні системи для використання можливостей біомаси різного похо-

дження, вироблення біогазу зі звалищ побутових відходів, геотерма-льні установки та ін.

55

Лабораторна робота № 5

СОНЯЧНІ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ

Мета роботи: ознайомитись з типами та принципом роботи фото-

електричних сонячних батарей, вивчити конструктивні особливості, склад та компоновку обладнання сонячних електростанцій. Дослідити

роботу сонячної електростанції, навчитися обчислювати опір, потуж-

ність та коефіцієнт корисної дії фотоелектричної панелі, навчитися розраховувати економію, яку забезпечить використання сонячної ба-

тареї та її термін окупності.

Загальні відомості

Сонячна електростанція (СЕС) – це інженерна споруда, що слугує для перетворення сонячного випромінювання в електричну енергію.

СЕС бувають двох видів: фотоелектричні СЕС – безпосередньо

перетворюють сонячну енергію в електроенергію за допомогою фото-

електричного генератора та термодинамічні СЕС – перетворюють со-нячну енергію в теплову, а потім в електричну; потужність термоди-

намічних сонячних електростанцій вище, ніж потужність фотоелект-

ричних станцій. В термодинамічних сонячних електростанціях використовують те-

плообмінні елементи із селективним світлопоглинальним покриттям.

Вони здатні поглинати до 97% сонячного світла, що потрапляє на них.

Ці елементи навіть за рахунок звичайного сонячного освітлення мо-жуть нагріватися до 200 °С і більше. За допомогою них воду перетво-

рюють на пару в звичайних парових котлах, що дозволяє отримати

ефективний термодинамічний цикл в паровій турбіні. ККД сонячної паротурбінної установки може досягати 20%.

Головним елементом фотоелектричних сонячних станцій є сонячні

батареї. Вони складаються з тонких плівок кремнію або інших напівп-ровідникових матеріалів і можуть перетворювати сонячну енергію в

постійний електричний струм.

Принцип дії фотоелектричного перетворювача (ФЕП) ґрунтується

на використанні внутрішнього фотоефекту в напівпровідниках і ефек-ту поділу фотогенерованих носіїв зарядів (електронів і дірок) елект-

ронно-дірковим переходом або потенційним бар'єром типу метал-

діелектрик-напівпровідник. Фотоефект має місце, коли фотон (світло-

56

вий промінь) падає на елемент з двох матеріалів з різним типом елект-

ричної провідності (дірковою або електронною). Потрапивши в такий

матеріал, фотон вибиває електрон з його середовища, утворюючи ві-льний від'ємний заряд і «дірку». В результаті рівновага так званого p –

n - переходу порушується і в колі виникає електричний струм.

Фотоелектричні перетворювачі відрізняються надійністю, стабіль-ністю, а термін їх служби практично не обмежений. Вони можуть пе-

ретворювати як пряме, так і розсіяне сонячне світло. Невелика маса,

простота обслуговування, модульний тип конструкції дозволяє ство-

рювати установки будь-якої потужності. До недоліків сонячних бата-рей можна віднести високу вартість і низький ККД.

Найбільш поширені технології виробництва фотоелементів:

1. Кристалічні фотоелементи: a) монокристалічні кремнієві фотоелементи;

б) полікристалічні фотоелементи.

2. Тонкоплівкові фотоелементи:

a) фотоелементи з використанням діселеніду індію та міді (CIS технологія);

б) фотоелементи з використанням телуриду кадмію (CdTe тех-

нологія); в) фотоелементи з використанням аморфного кремнію.

Виробництво монокристалічних фотоелементів відбувається із за-

стосуванням методу Чхоральского. Для того щоб отримати кремнієвий монокристал, в розтоп кремнію з бором занурюють початковий крис-

тал і поступово піднімають на кілька метрів над поверхнею розчину,

при цьому за зародковим кристалом витягується кристалізовуваний

розчин. З отриманої монокристалічної заготівки зрізують крайки для того щоб отримати квадратні елементи і розрізають його на елементи

товщиною приблизно 0,3 мм. Після цього елементи легують фосфором

для додавання n-провідності і створення p-n переходу, полірують, на-носять антивідбивне покриття і струмопровідні доріжки та отримують

готовий до використання монокристалічний фотоелемент.

Характеристики якого: ККД від 15 до 18 %; форма квадратна або квадратна із закругленими або зрізаними кутами; товщина 0,2 – 0,3мм;

колір від темно-синього до чорного з антивідбивним покриттям або

сірий без покриття; зовнішній вигляд – однорідний.

Полікристалічні фотоелементи виробляються за допомогою рівно-мірного спрямованого охолодження ємності з розтопом кремнію і бо-

57

ру. При цьому в ємності формуються односпрямовані гомогенні крис-

тали розміром від кількох міліметрів до кількох сантиметрів. Отрима-

ний блок полікристалів обробляється так само, як і монокристалічна заготівка.

Характеристики: ККД від 13 до 16 %; форма квадратна; товщина

0,24 – 0,3 мм; колір синій з антивідбивним покриттям, сріблясто-сірий без покриття; зовнішній вигляд – блок кристалів різного спрямування,

деякі кристали чітко видно на зрізі.

Активним напівпровідниковим матеріалом в CIS фотоелементах є

діселенід індію та міді. CIS компаунд часто легується галієм і (або) сіркою. При виробництві елемента скло покривається струмопровід-

ним шаром молібдену, для фотоелемента цей шар буде катодом. Шар

CIS компаунда в фотоелементі має p-провідність і наноситься на шар молібдену. Оксид цинку з домішкою алюмінію ZnO:Al використову-

ється як прозорий електропровідний анод. Цей шар має n-тип провід-

ності і в ньому розпорошено допоміжний шар оксиду цинку i-ZnO.

Проміжний шар сульфіду кадмію CdS використовується для зменшен-ня втрат, пов'язаних з невідповідністю кристалічних ґраток CIS і ZnO

шарів.

Характеристики: ККД від 9 до 11%; форма елемента відповідає фо-рмі модуля; товщина модуля в незагартованому склі від 2 до 4 мм; ко-

лір від темно-сірого до чорного; зовнішній вигляд – однорідний.

Фотоелементи з використання телуриду кадмію CdTe виробляються на підкладці з прозорим TCO провідником, який виготовляється з ок-

сиду індію та олова ITO і використовується як передній контакт. Ця

підкладка покривається шаром селеніду кадмію CdS з n-типом провід-

ності. Після цього наноситься абсорбувальний шар телуриду кадмію CdTe з p-типом провідності. Після цього модуль закривається метале-

вою струмопровідною пластиною.

Характеристики: ККД 8,5%; форма елемента відповідає формі мо-дуля; товщина модуля в незагартованим склі – 3 мм; колір від дзерка-

льного темно-зеленого до чорного; зовнішній вигляд – однорідний.

Аморфний кремній в фотоелементах не утворює однорідну струк-туру, але утворює невпорядковану мережу. Як результат, через відкри-

ті границі кристалів відбувається поглинання водню. Цей гідрогенізо-

ваний аморфний кремній a-Si:H створюється в реакторі плазми з газо-

вої фази гідриду кремнію SiH4. Легування кремнію здійснюється змі-шуванням газів, що містять легувальний елемент – гідрид бору B2H6

58

для p-провідності і гідрид фосфору PH3 для n-провідності. У зв'язку з

невеликою відстанню проникнення легувальних домішок в аморфний

кремній, термін життя носіїв заряду не дуже довгий, тому на шар кре-мнію наносяться додаткові шари з n- і p-провідністю. Як передній кон-

такт використовується прозорий TCO провідник з оксидом олова SnO2,

оксидом індію та олова ITO або оксидом цинку ZnO. Як задній кон-такт використовується металева струмопровідна пластина.

Характеристики: ККД від 5 до 7 %; форма відповідає формі модуля,

максимальний розмір 2х3м; товщина елемента в незагартованому склі

від 1 до 3 мм; колір від коричневого до синього або фіолетового; зов-нішній вигляд – однорідний.

ККД для фотоелементів – це ефективність перетворення сонячної

енергії в електричну, це означає, що чим менше ККД тим більше пло-щі фотоелементів нам необхідно для забезпечення тієї ж потужності в

порівнянні з елементами у яких ККД має більш високе значення.

Насправді перетворення енергії прямого сонячного випромінюван-

ня монокристалічних елементів відбувається з найбільшою ефективні-стю, у полікристалічних модулів це перетворення відбувається з мен-

шою ефективністю в зв'язку з різною орієнтацією кристалів в елементі.

Розсіяне випромінювання кристалічні фотоелементи перетворюють з однаковою ефективністю. Тому частка вироблення від розсіяного ви-

промінювання в полікристалічних панелях вище ніж в монокристаліч-

них, а, отже, і вплив орієнтації на вироблення нижче. У тонкоплівко-вих елементів в зв'язку з більшим ступенем невпорядкованості орієн-

тації світлочутливих елементів вироблення з розсіяною частини ви-

промінювання становить основну частку вироблення. Тому і прийнято

говорити, що на вироблення тонкоплівкових модулів не впливає оріє-нтація. Але енергію сонячного випромінювання, не залежно від його

форми, ефективніше за все перетворюють монокристалічні модулі бо у

них ККД вище. Фотопанелі з кристалічних фотоелементів найчастіше використо-

вуються в будівництві сонячних електростанцій. Зазвичай, термін

служби фотомодулів з кристалічних елементів становить 25 років. Че-рез 25 років потужність фотоелементів складе 80% від поточної поту-

жності. Зазвичай кристалічні фотопанелі виробляються з непрозорою

підкладкою з PVB-пластика або тефлону, покриттям зі скла або прозо-

рого EVA-пластика, або скла і алюмінієвою рамою.

59

CIS – фотомодулі мають найбільший ККД як для тонкоплівкових

модулів. Але ці модулі схильні до корозії від струмів витоку в зв'язку з

застосуванням електролізу в їх виробництві, тому, коли встановлюємо станцію на CIS фотомодулях необхідно забезпечити повну потенційну

розв'язку з AC мережею за допомогою установки трансформаторного

інвертора або спеціального розділового трансформатора і встановити по диференціальному автомату на кожну з ліній, під’єднаних до ін-

вертора. CdTe – фотомодулі не схильні до корозії. Але кадмій є токси-

чним елементом, що викликає гострі та хронічні отруєння. Тому вико-

ристані або зіпсовані CdTe – фотопанелі підлягають обов'язковій ути-лізації, що здорожує експлуатацію станції. Фотопанелі з аморфного

кремнію не схильні до корозії і не токсичні, але мають дуже низький

ККД і їх активні елементи вигоряють на сонці. Зазвичай, протягом 6 – 12 місяців після установки відбувається зниження потужності, потім ці

модулі виходять на сталу потужність. Термін служби таких модулів

становить близько 10 років. Термін служби CIS і CdTe модулів такий

ж, як і у кристалічних. Тонкоплівкові фотомодулі найчастіше застосовуються в фасадних

системах і дизайнерських рішеннях. Швидше за все, в майбутньому

тонкоплівкові модулі замінять кристалічні бо їх виробництво дешевше і менш енергоємне. Адже ніхто не зацікавлений в фотопанелі на виро-

бництво яких витрачається більше енергії ніж вони здатні виробити за

термін служби. Чутливість фотоелемента залежить від довжини хвилі падаючого

світла і прозорості верхнього шару елемента. У ясну погоду кремнієві

елементи виробляють електричний струм приблизно силою 25 мА при

напрузі 0,5 В на 1 см 2 площі елемента, тобто 12 – 13 мВт / см2. Теоре-тична ефективність кремнієвих елементів становить близько 28%,

практична – від 14 до 20%.

При послідовно-паралельних з'єднаннях сонячні елементи утворю-ють сонячну (фотоелектричну) батарею. Потужність сонячних бата-

рей, які серійно випускаються промисловістю, становить 50 – 200 Вт.

Для збільшення потужності сонячні елементи з’єднують паралель-но. Якщо ж необхідно збільшити вихідну напругу, то в цьому випадку

застосовується послідовне з'єднання двох модулів. Змішана схема до-

зволяє регулювати обидва параметри одночасно. Таким чином, вико-

ристовуючи різні типи комутації можна зібрати сонячну електростан-цію з оптимально придатними для роботи характеристиками.

60

На сонячних електростанціях (СЕС) можна використовувати різні

типи ФЕП, однак не всі вони задовольняють комплексу вимог до цих

систем:

висока надійність при тривалому (десятки років) ресурсі роботи;

висока доступність сировини і можливість організації масового

виробництва;

прийнятні з точки зору термінів окупності витрати на створення

системи перетворення;

мінімальні витрати енергії і маси, пов'язані з керуванням систе-

мою перетворення і передачі енергії, включаючи орієнтацію і стабілі-зацію станції в цілому;

зручність техобслуговування.

Деякі перспективні матеріали важко отримати в необхідних для

створення СЕС кількостях через обмеженість природних запасів вихі-

дної сировини або складності його переробки. Окремі методи поліп-шення енергетичних і експлуатаційних характеристик ФЕП, напри-

клад за рахунок створення складних структур, погано сумісні з мож-

ливостями організації їх масового виробництва при низькій вартості тощо.

Висока продуктивність може бути досягнута лише при організації

повністю автоматизованого виробництва ФЕП, наприклад на основі стрічкової технології, і створенні розвинутої мережі спеціалізованих

підприємств відповідного профілю, тобто фактично цілої галузі про-

мисловості, сумірною за масштабами з сучасної радіоелектронної

промисловістю. Виготовлення фотоелементів та збирання сонячних батарей на автоматизованих лініях забезпечить багаторазове зниження

собівартості батареї.

Фотоелектричні електростанції поділяють на дві категорії – авто-номні та такі, що працюють паралельно з мережею. Автономні станції

будують зазвичай невеликої потужності й використовують як додат-

кове або резервне джерело живлення для комерційних або житлових

будівель. У таких станціях сонячна енергія використовується для заря-дки акумуляторних батарей (АКБ), а інвертор в свою чергу перетво-

рює енергію, накопичену в АКБ, в енергію змінного струму, що жи-

вить навантаження, в тому числі і при відсутності припливу сонячної енергії (вночі).

61

Фотоелектричні станції, що працюють паралельно з мережею, не

накопичують прийняту сонячну енергію, а перетворюють її безпосере-

дньо в електричну енергію, що віддається в мережу. Такі станції вико-ристовуються в основному для виробництва і продажу електроенергії

в електричну мережу, хоча можливо їх застосування як додаткових,

що живлять власне навантаження підприємства.

Рисунок 5.1 - Схема під’єднання альтернативних джерел енергії з

генерацією в мережу

Рисунок 5.2 - Схема під’єднання альтернативних джерел енергії з

контролем генерації в мережу

62

Рисунок 5.3 – Схема під’єднання альтернативних джерел енергії з

акумуляторами і генерацією в мережу

Рисунок 5.4 – Схема під’єднання альтернативних джерел енергії з

акумуляторами і контролем генерації в мережу

63

Рисунок 5.5 – Схема під’єднання альтернативних джерел енергії

автономного живлення

Рисунок 5.6 – Схема під’єднання альтернативних джерел енергії з

гібридними ДБЖ, без генерації в мережу

64

Рисунок 5.7 – Схема під’єднання альтернативних джерел енергії з backup-інвертором, з генерацією в мережу

Рисунок 5.8 – Схема під’єднання альтернативних джерел енергії з ДБЖ, з генерацією в мережу

65

Рисунок 5.9 – Схема під’єднання альтернативних джерел енергії з

ДБЖ і контроль генерації в мережу

Сонячні електростанції (СЕС) промислового масштабу, що працю-

ють паралельно з мережею, будують однотипними ділянками піковою потужністю від 500 до 1250 кВт, кожна з яких має стандартизовану

інверторну трансформаторну підстанцію (ТП).

Таким чином, станція будь-якої потужності будується блоками, які

працюють паралельно один з одним і з мережею. Такий підхід забез-печує можливість багаторазового використання типових інженерних

рішень, що знижує вартість як самого обладнання, так і подальшої йо-

го експлуатації. Для будівництва великих СЕС бажано максимально збільшити по-

тужність однієї інверторної ТП з метою скорочення їх кількості та,

відповідно, зменшення протяжності мережі СЕС, а отже, і втрат. Тепер найбільш потужні інвертори, доступні на ринку, мають потужність 500

кВА і 630 кВА, тому в типових інверторних ТП застосовують по два

однакових інвертори, що працюють на триобмотковий трансформатор

з розщепленими обмотками потужністю 1000 кВА і 1250 кВА відпо-відно (див. рисунок 5.10).

66

Рисунок 5.10 – Схема приєднання сонячних панелей до інверторної ТП

Схема під’єднання сонячних панелей до інверторної ТП може варі-юватися в залежності від типу і параметрів панелей, потужності інвер-

торів і т. д. Мережу постійного струму СЕС зазвичай виконують ізо-

льованою від землі. У найзагальнішому випадку сонячні панелі з'єд-нуються в послідовні ланцюжки, увімкнуті між собою паралельно за

допомогою сполучних коробок, встановлених поряд з панелями. Така

ділянка сонячних панелей має вихідну потужність близько 10 кВт пік.

Виходи сполучних коробок під’єднують до шаф масиву панелей, в яких встановлені запобіжники, що захищають приєднання кожної ді-

лянки, а також струмові давачі, які під’єднуються до АСУ СЕС. В ре-

зультаті система керування СЕС забезпечує контроль роботи сонячних панелей на рівні невеликих ділянок, що дозволяє швидко локалізувати

місце пошкодження кабелю або несправну панель. Один масив соняч-

них панелей зазвичай має потужність близько 100 – 150 кВт пік.

67

Таким чином, близько десяти масивів сонячних панелей забезпе-

чують вихідну потужність, достатню для живлення типової інвертор-

ної ТП. Виходи шаф масивів панелей під’єднуються до запобіжної збі-рки, розташованої в безпосередній близькості або всередині інвертор-

ної ТП. Запобіжники встановлюють в обох полюсах мережі постійного

струму. Більш просте і недороге рішення – це звичайні збірки із запобіжни-

ків – по одній на інвертор. В цьому випадку всередині кожної ТП роз-

ташовують дві окремих збірки запобіжників, що живлять два незалеж-

них один від одного інвертори, виходи яких під’єднанні до підвищу-вального трансформатора з розщепленими обмотками НН.

Більш складним рішенням є так звана система «головний-ведений»

(англ. Master-slave), коли використовують запобіжну збірку з контак-тором, що вмикає всі відповідні до ТП лінії постійного струму парале-

льно, при цьому один з інверторів є «головним», а другий « веденим ».

Система «головний-ведений» керується мікропроцесорними контро-

лерами інверторів і призначена для підвищення ККД інверторів під час невеликої інсоляції (ранок, вечір, похмура погода). Як відомо,

ККД інверторів знижується при малих вхідних струмах. Система «го-

ловний-ведений» визначає факт зниження вхідного струму і автомати-чно замикає контактор запобіжної збірки, одночасно вимкнувши один

з інверторів.

Таким чином, під час невеликого вхідного струму, наприклад, вра-нці, всі лінії постійного струму, які підходять до ТП, працюють пара-

лельно на один інвертор, запобігаючи зниженню ККД через занадто

малий вхідний струм. Коли вхідний струм досить виросте, система

«головний-ведений» автоматично розмикає контактор запобіжної збі-рки і запускає в роботу другий інвертор. Таке рішення дає невелике

підвищення вироблення інверторної ТП в цілому, однак є більш доро-

гим, а також дещо знижує період експлуатації до ремонту через біль-шу кількість комутацій і циклів запуску і зупинки інверторів.

З огляду на величезну кількість сонячних панелей на СЕС промис-

лового масштабу, загальна протяжність мережі постійного струму та-ких станцій дуже велика, отже, втрати в цій мережі помітно впливають

на загальний ККД станції. В результаті, незалежно від прийнятих схе-

мних рішень, основним завданням при проектуванні мережі постійно-

го струму СЕС є мінімізація втрат. Це завдання вирішується не тільки за рахунок застосування спеціальних так званих «сонячних» сполуч-

68

них кабелів з високою провідністю, а й за рахунок оптимізації схеми

з'єднання панелей і навіть розташування рядів панелей на земельній

ділянці, що в цілому дозволяє підвищити ККД сонячної станції на 1-2%.

Вихід збірки запобіжників в складі інверторної ТП під’єднується до

вхідного вимикача навантаження інвертора. Сучасні інвертори, такі як Xantrex GT500E і GT630E виробництва Schneider Electric, повністю

автоматизовані. Запуск системи, її зупинка, відстеження фотоелектри-

чної потужності і виявлення аварійних станів керуються і контролю-

ються через шину керування, вбудованою в інвертор. Ручні операції з інвертором можуть бути необхідні тільки в разі аварії системи.

Для нормальної роботи інвертора, призначеного для паралельної

роботи з мережею, напруга в зовнішній мережі змінного струму по-винна бути присутньою в усіх випадках, відповідно, підвищувальний

трансформатор повинен бути постійно під’єднаний до зовнішньої ме-

режі. Блок керування інвертора автоматично контролює напругу та

струм у мережах змінного струму та мережі постійного струму та кон-тролює роботу інвертора відповідно.

На початку світлого дня інвертор знаходиться в зупиненому стані.

Як тільки інсоляція виявляється достатньою для забезпечення переті-кання потужності з мережі постійного струму в мережу змінного

струму, пристрій керування автоматично запускає інвертор і синхроні-

зує його вихідну напругу з напругою в мережі змінного струму, після чого інвертор вмикається на паралельну роботу з мережею (вихідний

контактор змінного струму вмикається автоматично).

Сучасні інвертори, такі як Xantrex GT500E і GT630E, керуються ал-

горитмами, автоматично підтримують вихідний коефіцієнт потужнос-ті, близький до одиниці, тому зазвичай відсутня необхідність в додат-

кових установках компенсації реактивної потужності.

При нормальній роботі інвертор знаходиться в режимі відстеження точки максимальної потужності, що забезпечує отримання максималь-

но можливої потужності від сонячних панелей для поточної густини

опромінення. У цьому випадку напруга на зовнішній мережі завжди повинна бути присутня на трансформаторі напруги. При вимиканні

зовнішньої мережі від інвертора з будь-якої причини інвертор автома-

тично зупиняється, вихідний контактор змінного струму вимикається,

і інвертор очікує наявності напруги в зовнішній мережі, щоб знову ви-йти в режим паралельної роботи.

69

У разі короткого замикання у зовнішній мережі інвертор вимика-

ється автоматично протягом декількох мілісекунд, тому фактично не є

джерелом підживлення місця короткого замикання, так що при розра-хунках коротких замикань у зовнішній мережі враховують тільки пі-

дживлення від енергосистеми. Релейний захист, який встановлюється

на високовольтному РП інверторі ТП, призначений для захисту під-вищувального трансформатора. Також інвертор автоматично зупиня-

ється при виникненні внутрішніх аварійних ситуацій, таких як пере-

грів, підвищена вологість, несправність ізоляції в мережі постійного

струму, надмірне зниження температури і т.п. У цих випадках інвер-тор автоматично не повертається до роботи. Обслуговувальний персо-

нал повинен визначити причину аварійної ситуації та усунути її, після

чого квітирувати пристрій керування інвертора та надати команду для вмикання.

В кінці кожного світлового дня інвертор автоматично визначає, ко-

ли необхідно припинити перетворення енергії, в залежності від вихід-

ної потужності інвертора. Як тільки вихідна потужність інвертора стає близькою до нуля, інвертор зупиняється, але з витримкою часу, яка

дозволяє проходити через короткі зниження густини опромінення (на-

приклад, короткочасну хмарність) без зупинки. АСУ СЕС будується на базі шаф АСУ, що встановлюються в кож-

ній інверторній ТП, які також доцільно виконувати типовими. Така

шафа містить контролер, що збирає інформацію від давачів, розташо-ваний в шафах масивів панелей, під’єднаних до ТП, а також отримує

дані від пристроїв керування обох інверторів ТПА, лічильники елект-

ричної енергії, пристрій керування ІБПОМ власних потреб і пристрої

релейного захисту. Шафи АСУ всіх інверторних ТП об'єднуються в єдину інформаційну мережу, зазвичай оптоволоконну, якою інформа-

ція доставляється на АРМ чергового персоналу СЕС і, далі, на більш

високий рівень диспетчеризації. Конструкція будівельної частини інверторної ТП повинна забезпе-

чувати достатній приплив повітря для охолодження обладнання, тому

виробники ТП ретельно розраховують можливе тепловиділення і вен-тиляцію ТП. Досвід експлуатації типових інверторних ТП виробницт-

ва Schneider Electric в умовах Криму показав, що відсутня необхідність

в кліматичній установці всередині ТП, оскільки при правильному роз-

рахунку теплообміну достатньою виявляється вентиляція за рахунок вбудованих в інвертори вентиляторів. Також передбачалися невеликі

70

електричні обігрівачі з автоматичним керуванням, щоб температура

всередині ТП не падала нижче -10 ° С. Більш серйозною проблемою

виявилася підвищена вологість під час рясних дощів, тому інверторні ТП в таких умовах експлуатації слід встановлювати на невеликому

підвищенні, забезпечувати дренаж майданчиків ТП, а також правильно

вибирати гратки повітрозабірних отворів, щоб запобігти потраплянню вологи всередину ТП під час злив, в тому числі з сильним вітром.

Промислові СЕС займають площу від декількох гектарів до сотень

гектарів (для грубої оцінки можна прийняти, що 1 МВт пік. відповідає

2 га), тому з міркувань вартості обладнання, кабелів та величин втрат при передачі енергії на відстанях до декількох кілометрів інверторні

ТП об'єднують в одну мережу на напрузі 10 кВ.

Далі за допомогою головного розподільного при-строю (ГРП) станція під’єднується до зовнішньої

мережі 10 кВ або, через підвищувальну підстан-

цію, до мережі більш високого класу напруги. З

точки зору зручності керування виробництвом електроенергії великі СЕС поділяють на ділянки

потужністю близько 20 МВт, кожна з яких має

власне ГРП. Конфігурація внутрішньої мережі 10 кВ соня-

чної електростанції залежить від кількості інвер-

торних підстанцій. На СЕС пікової потужності до декількох мегават використовується проста раді-

альна мережа, де кожна інверторна підстанція є

глухою (рисунок 5.11). Таким чином, у випадку

пошкодження кабелю з роботи виводиться тільки одна підстанція, а решта залишається в експлуа-

тації.

Рисунок 5.11 – Радіальна схема приєднання інверторних ТП

Конфігурація мережі 10 кВ СEС потужністю понад 4 – 5 МВт – це

компроміс між надійністю та вартістю обладнання. В цьому випадку проста радіальна конфігурація менш доцільна і з точки зору втрат в

кабелі (через більш значні відстані), і з точки зору подорожчання го-

ловного РП СЕС, де для під’єднання кожної інверторної ТП необхідно

буде передбачити окреме приєднання.

71

Недороге рішення для СЕС потужно-

сті понад 4 – 5 МВт є радіальна мережа,

кожен промінь якої містить одну – дві прохідні інверторні ТП і одну глуху

(рисунок 5.12).

Таке рішення дозволяє заощадити на кількості приєднань на ГРП, проте в

разі пошкодження кабелю доводиться

виводити з роботи одну або більше ТП,

що призводить до невиправданого зни-ження вироблення електроенергії на час

відновлення кабелю. Проте, в процесі

експлуатації СЕС не використовуються важкі машини або обладнання, що мо-

жуть пошкодити кабель, тому ймовір-

ність пошкодження кабелю вкрай мала,

і таке рішення цілком прийнятне.

Рисунок 5.12 – Радіально-магістральна схема приєднання інвертор-них ТП

Для СЕС потужністю понад 8 – 10 МВт найбільш придатною вида-

ється конфігурація мережі 10 кВ у вигляді розімкнутих кільцевих ді-лянок (по одному кільцю на кожні 8 – 12 МВт), де всі інверторні ТП є

прохідними (рисунок 5.13).

Це рішення забезпечує високу надійність, оскільки це дозволяє ви-ключити будь-яку пошкоджену ділянку кабелю без переривання робо-

ти інвертора TП. Така конфігурація також дозволяє легко вводити ді-

лянки СEС у черги, не чекаючи створення всіх ділянок станції. Для під’єднання кожної кільцевої ділянки мережі до ГРП необхідні тільки

два приєднання, номінал яких при потужності 10 – 12 МВт на кільце

залишається в межах 1250 А, тобто у відносно недорогому діапазоні з

точки зору вартості ГРП. Крім того, така схема може бути прийнята для нижчих електростанцій, якщо відповідне подорожчання обґрун-

72

товано з точки зору надійнос-

ті та зручності експлуатації

станції. Можлива також уста-новка в інверторних ТП ви-

микачів і релейного захисту,

що забезпечують автоматич-ну локалізацію і вимикання

(наприклад, за допомогою

спрямованого МСЗ) пошко-

дженої ділянки кабелю, однак це веде до подорожчання вар-

тості ТП.

Таким чином, питання ви-бору конфігурації мережі 10

кВ СЕС слід вирішувати ок-

ремо для кожного проекту в

залежності від кількості ін-верторних ТП, необхідної на-

дійності, конфігурації земе-

льної ділянки та допустимого обсягу капіталовкладень.

Рисунок 5.13 – Схема приєднання інверторних ТП двома магістра-

лями

Завдання на підготовку до лабораторної роботи

Ознайомитися з лабораторною установкою, яка складається з та-

ких основних елементів: сонячної фотопанелі, сонячного імітатора,

блоку керування. Блок керування проводить заміри наступних параме-

трів, які використовуються при розрахунках: напруги, яку розвиває фото панель Uфп, В; сили електричного струму на навантаженні, яке

під’єднане до фотопанелі Iт, А; густини потоку випромінювання Iт,

Вт/м2. Схема лабораторної установки має наступний вигляд:

73

Рисунок 5.14 – Схема лабораторної установки

Контрольні запитання

1. Які особливості конструкції та технологічного процесу термоди-

намічних СЕС? 2. Які особливості конструкції та технологічного процесу фотоеле-

ктричних СЕС?

3. Поясніть принцип дії фотоелектричного перетворювача?

4. Які технології виробництва фотоелементів Ви знаєте? Порівняй-те їх.

5. Які вимоги висуваються до фотоелектричних перетворювачів?

6. Як і для чого з’єднують між собою сонячні елементи? 7. Які особливості автономних сонячних електростанцій?

8. Які особливості сонячних електростанцій, які працюють парале-

льно з електричною мережею? 9. Поясніть схему фотоелектричної СЕС.

10. Від чого залежить схема під’єднання сонячних панелей до ін-

верторної ТП?

11. Поясніть які схеми приєднання інверторних ТП використову-ються.

74

Вказівки з техніки безпеки

Забороняється експлуатація приладів зі знятими кришками. Мере-

жний кабель, запобіжник і мережний трансформатор перебувають під

небезпечною напругою 220В частотою 50Гц. Вивчення стенду та установки мають відбуватися при вимкнутій

напрузі.

Порядок виконання роботи

1. Увімкнути систему сонячного електропостачання в роботу.

2. Для п’яти положень значення густини потоку випромінювання

Іт, Вт/м2 зняти з давачів наступні показники: напруга, яку розвиває досліджувана фотоелектрична панель – Uфп, В; сила електричного

струму на навантажені, яке під’єднане до фотопанелі - Іфп, А. Виміряні

величини занести до таблиці 5.1.

Таблиця 5.1 – Експериментальні дані

Номер досліду,

і

Іт, Вт/м2 Uфп, В Іфп, А

1

…

m

3. Розрахувати наступні величини.

3.1 Площа фотоелектричної панелі, м2:

𝑆Фп = 𝑛 ∙𝜋∙𝑑2

4

де n – кількість кіл; d – діаметр кола.

3.2 Опір фотоелектричної сонячної батареї, Ом:

𝑅Фп =𝑈Фп,і

𝐼Фп,і

75

де Uфп і - напруга, яку розвиває фотоелектрична панель для і-го до-

сліду, В; Іфп і - сила електричного струму на навантажені, яке

під’єднане до фотопанелі для і-го досліду, А.

3.3 Потужність сонячної батареї, Вт:

РФп,і = 𝑈Фп,і ∙ ІФп,і

3.4 Коефіцієнт корисної дії для кожного досліду, %:

𝜂і =РФп,і

ІТ,і∙𝑆Фп,і100%

де Іт і - густина потоку випромінювання для і-го досліду, Вт/м2.

Розраховані величини занести до таблиці 5.2

Таблиця 5.2 – Розрахункові дані

Номер досліду,

і

Rфп і, Ом Pфп і, Вт ηі, %

1

…

m

3.5 Середнє значення коефіцієнта корисної дії фотоелектричної па-

нелі, %:

𝜂СЕР =∑ 𝜂𝑖

𝑚𝑖=1

𝑚

де m – кількість дослідів.

3.6 Економія від використання сонячної батареї, кВт·год/рік:

𝐸Фп = 𝑘 ∙ 𝑆Фп ∙ 𝜂СЕР

де k = 1345 кВт·год/(рік·м2) – сонячна стала.

3.7 Економія від використання сонячної батареї у грошовому еквіва-

ленті, грн/рік:

Егрн = ЕФп ∙ 𝛽

76

де β – комунальна вартість електроенергії, грн/(кВт·год).

3.8 Термін окупності, роки:

Ток =К

Егрн

де К – вартість сонячної панелі, грн.

1. Побудувати діаграми.

Зміст звіту

1. Тема і мета роботи.

2. Схеми під’єднання сонячних електростанцій.

3. Результати вимірювання та розрахунків, діаграми.

4. Висновки.

Література

1. Дикий М.О. Поновлювальні джерела енергії: Підручник. – К.:

Вища школа, 1993. – 351 с. 2. Кудря С.О., Головко В.М. Основи конструювання енергоуста-

новок з відновлюваними джерелами енергії: навч. посіб.– Київ:

“НТУУ «КПІ», 2011. –136с.

3. Шкрабець Ф.П. Комбінована мобільна система основного і ре-зервного живлення електроспоживачів малої та середньої потужності /

Ф.П. Шкрабець, В.В.Бердник // Електротехніка та електроенергетика. -

2018. - № 2. - С. 45-54.

77

Лабораторна робота № 6

ВІТРОВІ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ

Мета роботи: ознайомитись з типами та принципом роботи вітро-

вих електростанцій, вивчити конструктивні особливості, склад та ком-

поновку обладнання вітрових електростанцій та схеми їх приєднання

до електричних мереж.

Загальні відомості

Вітроелектроустановки (ВЕУ) перетворюють кінетичну енергію ві-

тру в електричну за допомогою генератора в процесі обертання рото-ра. Лопаті вітряків використовуються подібно пропелеру літака для

обертання центральної маточини, приєднаної через коробку передач

до електричного генератора. За своєю конструкцією генератор ВЕУ

нагадує генератори, які використовуються на електростанціях, що працюють за рахунок спалювання викопного палива. В більшості регі-

онів України середньорічна швидкість вітру 5 – 8 м/с. В таких умовах

використання ВЕУ економічно виправдано. Вітрогенератори (вітрові електрогенератори) розрізняють:

• за розташуванням осі ротора;

• за кількістю лопатей;

• за встановленою потужністю; • за наявністю або відсутністю редуктора (мультиплікатора);

• за типом енергоспоживачів.

Використовують вітрогенератори з горизонтальною або вертикаль-ною віссю.

Незважаючи на своєю зовнішню відмінність, вітряки з вертикаль-

ною і горизонтальною осями обертання є схожими системами. Кіне-тична енергія вітру, що отримується при взаємодії повітряних потоків

з лопатями вітряка, через систему трансмісії передається на електрич-

ний генератор. Завдяки трансмісії генератор може працювати ефекти-

вно при різних швидкостях вітру. За способом взаємодії з вітром віт-ряки діляться на установки з жорстко закріпленими лопатями без ре-

гулювання і на агрегати, у яких лопаті зроблені із змінним кутом.

Обидві конструкції мають переваги і недоліки. Вітряки, у яких лопаті

78

зроблені із змінним кутом, мають більш високу ефективність викорис-

тання вітру і, відповідно, вони виробляють більше електроенергії. У

той же час, ці вітряки повинні бути оснащені спеціальними вальниця-ми, які, виходячи з наявного вже досвіду, часто є причиною полому

агрегатів. Турбіни з жорстко закріпленими лопатями більш прості в

обслуговуванні, однак їх ефективність використання вітрового потоку нижче.

У вітрогенератора з горизонтальною віссю обертання головний вал

ротора розташований горизонтально. В робочому стані відносно на-

прямку повітряного потоку ротор турбіни може перебувати перед опо-рою – так званий навітряний ротор або за опорою – підвітряний ротор.

Найчастіше турбіни з горизонтальною віссю обертання мають дві або

три лопаті, хоча є і моделі з одною лопаттю або з великим числом ло-патей.

Однолопатеві вітрогенератори мають одну лопать і противагу, що

виконує роль балансувального механізму. Перевагою однолопатевих

роторів, в порівнянні з багатолопатевими, є їх більш висока швидкість обертання за рахунок більш низького моменту інерції. Це дозволяє

використовувати в їх схемі прямоповідні синхронні електрогенерато-

ри, розраховані на більш високі швидкості обертання, і як наслідок, мають менші розміри та вагу. Крім цього, ротор цієї конструкції має

більш низьку вартість за рахунок зменшення числа лопатей.

У порівнянні з ВЕУ з кількістю лопатей три і більше, дволопатеві вітрогенератори мають ті ж переваги, що й однолопатеві. Ще однією

безумовною перевагою цих вітрогенераторів є врівноваженість ротора

при будь-якому кутовому положенні лопатей, за рахунок їх парної кі-

лькості. Ця їх перевага знайшло застосування в самопідйомних вітро-генераторах малого та середнього діапазону потужностей. При підйомі

із землі або опусканні на землю самопідйомних дволопатевих вітроге-

нераторів, площина їх ротора, при будь-якому кутовому положенні лопатей буде прагнути займати горизонтальне положення, що значно

спрощує технологію процесу підйому або опускання цих ВЕУ.

Трилопатеві горизонтально-осьові ВЕУ є найбільш поширеними з пропонованих на ринку вітряків. Їх номінальна потужність складає від

декількох ватів до 8 МВт. Все вітроенергетичне обладнання великої

потужності (від 500 кВт і вище) – це трилопатеві горизонтально-

осьові вітрогенератори.

79

Багатолопатеві вітряки – це диск з великою кількістю лопатей. Во-

ни отримали назву «монолітних» установок. Такі установки викорис-

товуються в першу чергу як водяні помпи. На відміну від них площа ротора турбіни з малою кількістю лопатей (дві – три) не є суцільною.

Ці турбіни відносять до «немонолітних» установок. Для найбільш

ефективної роботи вітряка його лопаті повинні максимально взаємоді-яти з вітровим потоком, що проходить через площу обертання ротора.

Вітряки з великою кількістю лопатей зазвичай працюють при низьких

швидкостях обертання. У той час як установки з двома або трьома ло-

патями повинні обертатися з дуже високою швидкістю, щоб максима-льно «охопити» вітрові потоки, що проходять через площу ротора. Те-

оретично, чим більше лопатей у ротора, тим ефективніше повинна бу-

ти його робота. Однак, вітряки з великою кількістю лопатей менш ефективні, ніж вітрогенератори з двома

або трьома лопатями, так як лопаті

створюють перешкоди одна одній.

Сучасні вітрові електрогенератори з горизонтальною віссю обертання мають

наступні переваги: більший ККД і ма-

согабаритні показники; легке регулю-вання потужності та здійснення штор-

мового захисту; кращі показники із за-

пуску ротора при слабких вітрах; більш низька вартість вітрогенератора.

Апарати з горизонтальною віссю ви-

магають додаткового пристрою орієнта-

ції та високої щогли (вежі), але характе-ризуються високим значенням коефіціє-

нту використання енергії вітру (КВЕВ)

та відносно малими динамічними нава-нтаженнями.

Рисунок 6.1 – Конструкція промислової вітрової установки (1 – фундамент; 2 – силова шафа, що містить силові контактори й кола ке-

рування; 3 – вежа; 4 – сходи; 5 – поворотний механізм; 6 – гондола; 7 –

електричний генератор; 8 – система спостереження за напрямком і

швидкістю вітру (анемометр); 9 – гальмівна система; 10 – трансмісія; 11 – лопаті; 12 – система зміни кута атаки; 13 – ковпак ротора)

80

Завдяки своїм перевагам вони отримали широке використання. Ви-

соке значення коефіцієнту використання вітру КВВ досягається за ра-

хунок оптимізації профілів лопатей турбіни, що дозволяє отримати на лопатях значну підйомну силу, яка сприяє збільшенню крутного мо-

менту.

У вітряків з вертикальною віссю обертання (Н - подібні) головний вал ротора розташований поперек вітру (не обов'язково по вертикалі).

Лопаті такої турбіни – довгі, зазвичай дугоподібні. Вони прикріплені

до верхньої і нижньої частин башти. Завдяки вертикальному розташу-

ванню головного вала ротора Н – подібні турбіни, на відміну від тур-бін з горизонтальною віссю обертання, «захоплюють» вітер, що дме в

будь-якому напрямку, і для цього їм не потрібно міняти положення

ротора при зміні напрямку вітрових потоків. Розташування валу ротора поперек вітру дозволяє:

встановлювати генератор і редуктор близько до землі, що змен-

шує витрати на обслуговування та ремонт;

позбавляє необхідності орієнтувати турбіни відносно напрямку вітру і, таким чином, спрощує конструкцію турбіни в цій частині.

Серед вертикальних вітроге-

нераторів можна виділити насту-пні групи роторів: Савоніуса, Да-

рьє, ортогональний, гелікоїдний,

багатолопатевий з напрямним апаратом. Основною перевагою

вертикальних вітрогенераторів є

відсутність необхідності орієнту-

вати їх на вітер. Одним з недолі-ків, що обмежують діапазон їх

застосування та їх одиничну по-

тужність, є їх більш низька ефек-тивність роботи, в порівнянні з

горизонтально-осьовими вітроге-

нераторами та більш висока ма-теріаломісткість, при однаковій

потужності.

Рисунок 6.2 – Конструкції вітрових турбін

81

Вертикальний вітрогенератор типу Савоніуса є найбільш пошире-

ним серед домашніх електростанцій. Це вітроколесо, що має два або

кілька півциліндрів, що обертаються навколо осі. Головна його пере-вага в тому, що воно безперервно обертається в одну й ту ж саму сто-

рону, незалежно від напрямку вітру. Але недоліком такого вітряка є

низький коефіцієнт використання енергії вітру (10 – 18)%. Дволопате-вий вітрогенератор не крутиться, а смикається ривками; 4-лопатевий

рухається лише трохи плавніше, але багато втрачає в КВЕВ. Для по-

ліпшення 4 півциліндри найчастіше розносять на два рівні – пара ло-

патей внизу, а інша пара, повернена на 90 градусів по горизонталі, над ними. Для ротора Савоніуса характерні високий пусковий крутний

момент, робота при відносно низьких швидкостях і відносно висока

технологічність його виробництва. Недоліками ротора Савоніуса є: більш низька ефективність роботи лопатевої системи, в порівнянні з

горизонтально-осьовими ВЕУ; відносно висока матеріаломісткість. В

даний час вітрогенератори з ротором Савоніуса випускаються в діапа-

зоні потужностей до 5 кВт. Ротор Савоніуса, так само, часто комбіну-ють з ротором Дарьє, для забезпечення більш високих пускових моме-

нтів ротора Дарьє.

Вітроустановка Дарьє має дві або три лопаті у вигляді плоскої сму-ги. Така установка відрізняється низькою собівартістю, а й ефектив-

ність у них не найбільша. До того ж при рівномірному набіганні пото-

ку вона не може запускатися самостійно. Вітроустановка Дарьє має КВЕВ – до 20%. Вона починає розкручуватися за рахунок різниці ае-

родинамічного опору горба і кишені стрічки, а потім стає ніби як шви-

дкохідною, утворюючи власну циркуляцію. Обертальний момент ма-

лий, а в стартових положеннях ротора паралельно і перпендикулярно вітру взагалі відсутній, тому саморозкручування можливе тільки при

непарній кількості лопатей. В будь-якому разі на час розкручування

навантаження від генератора потрібно від’єднувати. Є у ротора Дарьє ще дві вади. По-перше, при обертанні вектор тяги лопаті описує пов-

ний оберт щодо її аеродинамічного фокуса, і не плавно, а ривками.

Тому ротор Дарьє швидко розбиває свою механіку навіть при рівному вітрі. По-друге, ротор Дарьє дуже шумить, аж до того, що стрічка

рветься. Відбувається це внаслідок її вібрації. І чим більше лопатей,

тим сильніше шум. Так що ротор Дарьє якщо і роблять, то дволопате-

вими, з дорогих високоміцних звукопоглинальних матеріалів (карбо-

82

ну, майлару), а для розкрутки посередині щогли пристосовують неве-

ликий ротор Савоніуса.

Ортогональні вертикальні вітрогенератори мають вертикальну вісь обертання і кілька паралельних їй лопатей, віддалених від неї на певну

відстань. Перевагами ортогональних вітрогенераторів є: відсутність

необхідності використовувати в їх конструкції напрямні механізми, так як робота цих установок не залежить від напрямку вітру; за раху-

нок вертикально розташованого головного валу, приводне обладнання

може бути розташоване на рівні землі, що значно спрощує його екс-

плуатацію. Недоліками цих установок є: більш низькі терміни служби опорних вузлів, за рахунок більш високих динамічних навантажень на

них з боку ротора ВЕУ, тому що при обертанні ротора, підйомна сила

від кожної лопаті змінює свій напрямок на 360 °, що створює додатко-ві динамічні навантаження; лопатева система ортогональних устано-

вок є більш масивною в порівнянні з еквівалентними за потужністю

горизонтально-осьовими установками; ефективність роботи лопатевої

системи ортогональних установок є нижчою в порівнянні з горизонта-льно-осьовими, тому що в процесі одного оберту ротора, кути атаки

потоку вітру на лопать змінюються в широких діапазонах, в той час,

як в горизонтальних вітрогенератори їх можна виставляти близькими до оптимальних.

Рисунок 6.3 – Конструкції ортогональних роторів вітрових турбін

Кут установки лопатей щодо дотичної до кола, що стосується ае-

родинамічних фокусів крил, може бути як позитивним так і негатив-

ним, згідно силі вітру. Дозволяє довести КВЕВ майже до 50% . Для

83

ортогональної конструкції оптимальна кількість лопатей – три. Орто-

гональна конструкція відноситься до швидкохідних вітряків з

від’ємною стартовою швидкістю, тобто обов'язково вимагає розкручу-вання при введенні в експлуатацію і після штилю.

Гелікоїдний ротор або ротор Горлова є модифікацією ортогональ-

ного ротора. Вигин лопатей за гелікоїдом дозволяє уникнути втрат КВЕВ через їх кривизну. Хоча частину потоку крива лопать і відкидає,

не використовуючи, але зате і загрібає частину в зону найбільшої лі-

нійної швидкості, компенсуючи втрати. Гелікоїдний ротор використо-

вують рідше інших вітряків, тому що вони внаслідок складності виго-товлення виявляються дорожчими.

Вітрогенератори багатолопатеві з напрямних апаратом є модифіка-

цією ортогонального ротора. Вони ма-ють два ряди лопатей, перший ряд є не-

рухомим, це напрямний апарат, призна-

ченням якого є захоплення вітрового

потоку, його стиснення зі збільшенням швидкості, і подача потоку вітру під

оптимальним кутом атаки на другий ряд

лопатей, що представляють собою обе-ртовий ротор. Перевагою цього типу

ротора є його більш висока ефектив-

ність роботи в порівнянні з іншими вер-тикальними вітрогенераторами; робота

при низьких швидкостях вітру. Недолі-

ком цього ротора є його більш висока

вартість за рахунок використання вели-кої кількості профільованих лопатей.

Рисунок 6.4 – Багатолопатевий вертикальний вітрогенератор

Основний недолік для ранніх конструкцій вітрових турбін з верти-

кальною віссю (ротор Савоніуса, ротор Дар'є тощо) полягав у виник-ненні значних коливань моменту за один оберт, що призводило до

підвищених вимог до опори, накопиченням втоми матеріалу лопатей,

та проблем з початковим запуском турбіни. В більш пізніх проектах

вплив нерівномірності крутного моменту був зменшений шляхом гви-нтового повороту лопатей турбіни (турбіна Горлова тощо), а недоліки,

84

пов'язані з втомою матеріалу були подолані використанням сучас-

них композитних матеріалів і удосконалень в області техніки і дизай-

ну. Однією з істотних невирішених проблем сучасних конструкцій по-

дібних турбін є розробка лопатей зі змінним кутом атаки — так, як це

реалізовано для лопатевих турбін з горизонтальною віссю — з метою зменшення навантаження на турбіну при зростанні швидкості вітру.

Вітрові турбіни з вертикальною віссю з успіхом використовуються

в місцевостях з частими змінами напрямків вітру (наприклад — в міс-

тах). Вертикальні малошумні вітрогенератори використовують, як і го-

ризонтальні вітрогенератори, в місцях, де є перебої в забезпеченні

електроенергією або відсутнє централізоване електропостачання за умов наявності достатнього вітрового потенціалу, якщо середньорічна

швидкість вітру не менше 4 – 5 м/с. Вітрогенератори вертикально-

осьові відрізняються меншим порівняно з горизонтальними генерато-

рами рівнем шуму та починають працювати при менших початкових швидкостях вітру. Загальна середньорічна продуктивність вертикаль-

но-осьових вітряків орієнтовно така сама, як і у горизонтальних вітро-

генераторів такої ж потужності. Загальний коефіцієнт корисної дії вертикальних (20 – 30%) і гори-

зонтальних (25 – 35%) вітрогенераторів приблизно однаковий. Не див-

лячись на те, що у вітряків з горизонтальною віссю обертання ККД вище і швидкість зрушування нижче, вони практично компенсуються

коефіцієнтом використання енергії вітру (КВЕВ), який трохи вище у

вертикальних вітряків.

Деякі компанії використовують для виробництва вертикальних віт-ряків постійні (неодимові) магніти замість вальниць. Це дозволяє збі-

льшити продуктивність системи до 15%. Тобто загальна продуктив-

ність таких вітрових генераторів виростає всього на 3 – 5 % від загаль-ного сумарного ККД. Але на відміну від вітрових генераторів з валь-

ницями ціна вертикальних вітрогенераторів з постійними магнітами

(так звані левітаційні вітрогенератори) зростає. За встановленою потужністю всі вітрогенератори поділяються на

ВЕУ дуже малої потужності (до 5 кВт), малої потужності (від 5 кВт до

100 кВт), середньої потужності (від 100 до 1000 кВт) та великої поту-

жності (понад 1000 кВт).

85

За наявністю або відсутністю редуктора (мультиплікатора) ВЕУ

поділяються на редукторні та безредукторні. Редукторні вітрові елект-

ростанції – це, зазвичай, ВЕУ потужністю понад 50кВт. У ВЕУ без ре-дуктора рівень шуму набагато менший, у зв'язку з чим багато компа-

ній-виробників впроваджують у виробництво саме безредукторні

ВЕУ. Розрізняють вітроустановки автономні і вітроустановки мережево-

го призначення.

Автономна вітрогенераторна установка – оптимальне рішення для

енергозабезпечення віддалених об'єктів від традиційної мережі. За умови повної відсутності електромережі є найбільш виправданим

джерелом (в порівнянні з бензо- і дизель-генераторами), не вимагає

постійного контролю та обслуговування. Знаходить широке застосу-вання для енергозабезпечення приватних будинків, баз відпочинку,

пансіонатів в гористій і степовій місцевості, індивідуальних спожива-

чів (фермерів, садівників, дачників, мисливців, рибалок), а також наві-

гаційних, метеорологічних та інших постів безперебійним живленням в польових умовах.

Рисунок 6.5 – Схема автономної ВЕУ

86

Вітрогенератор з накопиченням електроенергії в акумуляторах

може працювати і паралельно з мережею (рис. 6.6). Паралельна робота

здійснюється за допомогою пристрою АВР (автоматичне введення резерву). АВР дозволяє перемкнути живлення об'єкту за відсутності

вітру і повному розряді акумуляторів на електромережу або навпаки,

перемикає навантаження на акумуляторні батареї при втраті живлення електромережі. Пріоритет може встановлюватися в ручну в залежності

від специфіки об'єкта.

Таке рішення знаходить широке застосування на об'єктах які

підвладні частим вимиканням електромережі, або його якість не задовольняє споживачів. Система так само може бути встановлена для

збільшення встановленої потужності і для економії електроенергії.

Рисунок 6.6 – Схема ВЕУ з приєднанням до мережі

Мережева станція – призначена для паралельної роботи з

промислової мережею 220 або 380 В / 50 Гц. В умовах надлишку електроенергії, що виробляється мережевий інвертор дозволяє

віддавати її в мережу, а в разі відсутності вітру використовувати

енергію електромережі. Перемикання режимів здійснюється в автоматичному режимі. Контроль вироблення і споживання

враховується спеціальними вузлами обліку.

87

Мережеві вітроелектростанції (ВЕС), які налічують кілька деся-

тків або сотень великих вітроустановок, споруджуються для того, щоб

генеровану енергію передавати в загальну мережу з використанням спеціальних "зелених" тарифів. Зазвичай, мережеві установки мають

потужність понад 100 кВт, а автономні ВЕС - менше 100 кВт.

Рисунок 6.7 – Мережева ВЕС

До складу вітроелектростанції в загальному випадку повинні

входити: трансформаторна підстанція, розподільний пристрій, засоби

керування та контролю, лінії електропередавання, компенсувальні пристрої й комплект електрообладнання для електропостачання

пункту керування.

Особливості ВЕС в порівнянні з традиційними електростанціями (тепловими, атомними, потужними гідроелектростанціями) полягають

у наступному:

порівняно мала (у порівнянні з традиційними в десятки разів)

встановлена електрична потужність як ВЕС, так і кожної ВЕУ;

велика кількість ВЕУ, розміщених досить далеко одна від

одної (для виключення взаємного аеродинамічного впливу), на

великих територіях, під відкритим небом;

розташування основного електромеханічного устаткування

ВЕУ на висоті, на опорі (башті);

88

розкид деталей на значні відстані при аварійному руйнуванні

вітротурбіни (лопатей) ВЕУ;

випадковий характер первинного потоку енергії (вітру) і

складність сталого прогнозування та забезпечення виробництва

електроенергії;

залежність роботи ВЕС від значення і коливань швидкості

вітру, що вимагає прийняття спеціальних рішень у питаннях

організації експлуатації обладнання;

різка зміна вироблюваної потужності ВЕУ при різкому

коливанні швидкості вітру, що приводить до спрацьовування релейного захисту на ділянках енергосистеми.

При розробці схем електричних з'єднань ВЕС, які називають в

зарубіжній літературі «вітропарками», насамперед виникає питання

про доцільність з'єднання ВЕУ в групи. Відомо, що в енергетиці широко використовується так званий блочний (модульний) принцип

побудови головних схем електростанцій, коли три або декілька

генераторів з'єднуються з трансформатором і утворюють енергоблок. З цієї точки зору можлива потужність майбутніх ВЕС:

10…100…200 МВт, знаходиться в зоні відповідності зазначеного вище

принципу і ВЕС може бути представлена одним енергоблоком. Звідси випливає принцип для проектування схеми ВЕС: видача

потужності в енергосистему (загальну мережу) може бути здійснена

для зазначених вище потужностей ВЕС, через один мережевий

трансформатор і через одну лінію зв'язку з системою. Так, якщо напруга розподільної мережі енергосистеми поблизу ВЕС становить

110 кВ, то мережевий трансформатор ВЕС повинен мати напругу

110/10 кВ, або 110/6 кВ, в залежності від напруги підвищувальних трансформаторів, встановлених безпосередньо на ВЕУ.

Сучасні ВЕС комплектуються вітроустановками одиничної

потужності 750; 1000; 1500; 2000 кВт і більше. З цього випливає, що

кожна ВЕС – це десяток, або кілька десятків електрично пов'язаних вітроустановок, віддалених одна від одної на 300 – 500 метрів.

Виходячи з рози вітрів в діапазоні робочих швидкостей вітру (від

швидкості вітру вмикання до швидкості вимикання) при визначенні місця розміщення ВЕУ на майданчику ВЕС рекомендується при явно

вираженому переважному напрямі вітру розташовувати ВЕУ рядами

перпендикулярно переважному напрямку вітру, відстані між ВЕУ в

89

рядах приймати не менше трьох діаметрів ротора ВЕУ, відстані між

рядами ВЕУ приймати не менше восьми діаметрів ротора ВЕУ.

У разі (випадку) розташування ВЕС у степовій зоні, де роза вітрів більш рівномірна, може бути застосована радіальна схема з головною

підвищувальною підстанцією в геометричному центрі парку (при

цьому з'єднання з прилеглою електричною мережею зазвичай виконується комбінованою кабельно-повітряною лінією

електропередачі, оскільки на території ВЕС повітряні ЛЕП, як

правило, не застосовуються).

При рівномірній розі вітрів дистанції між окремими установками у всіх напрямках повинні бути однаковими. Їх величина повинна

складати не менше 6 – 9 а за деякими джерелами – 20 діаметрів

вітротурбін. Дана вимога викликана тим, що при робочих швидкостях вітру для сучасних ВЕУ (найчастіше від 10 до 25 м/с) турбулентний

слід від вітроколеса простягається за напрямком вітру саме на таку

відстань а попадання вітроколеса в турбулентний повітряний потік

різко знижує аеродинамічний ККД вітроенергетичної установки.

Рисунок 6.8 – Схема з’єднань ВЕС з розташуванням ПС у центрі

майданчику ВЕС

90

Залежно від одиничної потужності і взаємного територіального

розташування ВЕУ з'єднуються в групи, а кількість груп в свою чергу

визначається одиничною потужністю ВЕУ і загальною потужністю ВЕС. При цьому істотний вплив на формування груп ВЕУ чинить

взаємне розташування місця під’єднання ВЕС до енергосистеми

(підстанції 110/ 0 кВ). На рис. 6.8 та 6.9 показані варіанти принципових схем електричних

з'єднань при різному взаємному розташуванні площі ВЕС та підстанції

зв'язку з енергосистемою для випадку потужності ВЕС 10 МВт,

укомплектованої ВЕУ єдиної потужності 1 МВт і розташування підстанції по центру або збоку (поза) площадки ВЕС. Зі схеми рис. 6.8

видно, що у кожного наступного кабелю від ВЕУ №2 (7) та № 4 (9)

перетин подвоюється і від ВЕУ № 3 та № 8 перетин кабелю до трансформаторної підстанції розраховується на максимальну

потужність 5 МВт.

Рисунок 6.9 – Схема з’єднань ВЕС з розташуванням ПС поза

майданчиком ВЕС

91

У варіанті схеми представленої на рис. 6.9, вихідні кабелі

розраховуються також на потужність 5 МВт. Проте в цьому варіанті

перетин кабелів, що з'єднує ВЕУ в групи, наростають відповідно до потужності, що передається і на ділянці від ВЕУ № 4 (9) до № 5 (10)

повинен бути розрахований на 4 МВт.

Однією з основних тенденцій розвитку світової вітроенергетики є будівництво великих офшорних вітропарків на континентальних

шельфах. Кількість ВЕУ в таких ВЕС коливається від 8 – 10 до 80

одиниць, при цьому установки вибудовують поблизу узбережжя у 2 –

4 ряди і з'єднуються між собою та з головною підвищувальною підстанцією підводними кабелями.

Потужність генерації ВЕС може змінюватись за вітрових умов в

дуже широкому діапазоні, зменшуючись майже до нуля в окремі години доби. У порівнянні до потоку відмов ліній електропередавання

на напругах від 110 кВ до 330 кВ (від 1,1 до 0,5 відмови на 100 км

ліній на рік) потік вітрових умов з «нульовою» генерацією ВЕС вищий

на один чи два порядки. Тому основною схемою приєднання ВЕС до

електричної мережі є схема з однією

лінією видачі потужності. Це суттєво спрощує принципові схеми ПС, обме-

жуючи їх різновидами блокових схем.

У разі приєднання ВЕС до транзитної лінії схема ПС має виконуватись у

вигляді містка з вимикачами з боку

трансформаторів. Це дозволяє

уникнути впливу оперативних дій, що можуть виконуватись на ВЕС, на

надійність здійснення транзиту.

Дозволено блокові схеми застосовувати в РУ ВН від 35 кВ до

330кВ ПС ВЕС.

Рисунок 6.10 – Схема блок лінія-трансформатор (* - цей

роз’єднувач встановлюється лише якщо є живлення з боку СН)

92

Схему блок лінія-трансформатор (рис.6.10) застосовують у РУ

напругою від 35 кВ до 330 кВ ПС ВЕС з одним силовим транс-форматором потужністю до 125 МВА з приєднанням РП лінією

електропередавання (що не має відгалужень) до вузлової ПС

електричної мережі. Дозволено застосовувати схему без комутаційного устаткування

або тільки з роз’єднувачем. У цьому разі дня захисту лінії

електропередавання та устаткування РП напругою 330 кВ на ПС із

трансформаторами будь-якої потужності та РП напругою від 110 кВ до 220 кВ на ПС із силовими трансформаторами потужністю 63 МВА і

більше потрібно передбачати надійне передавання сигналу для

вимикання вимикача в голові лінії електропередавання. Для захисту устаткування РП напругою від 35 кВ до 220 кВ і

силових трансформаторів

потужністю менше ніж 63

МВА дозволено використовувати релейний

захист з боку живильного

кінця лінії електропередавання, якщо

захист електропередавання

має достатню чутливість до КЗ у обмотках силового

трансформатора. В іншому

випадку потрібно також

передбачати надійне передавання сигналу для

вимикання вимикача в

голові лінії електропере-давання.

Рисунок 6.11 – Схема блок лінія – два трансформатори

93

Схему блок лінія – два трансформатори (рис.6.11) застосовують у

РП напругою від 35 кВ до 330 кВ ПС ВЕС з двома силовими

трансформаторами одиничною потужністю до 125 МВА з приєднанням РП лінією електропередавання (що не має відгалужень)

до вузлової ПС електричної мережі.

Така схема на початковому етапі розвитку може мати конфі-гурацію схеми блок лінія-трансформатор.

Схему блок лінія – чотири трансформатори (рис. 6.12) засто-

совують у РП напругою від 110 кВ до 330 кВ ПС ВЕС з чотирма

силовими трансформаторами одиничною потужністю до 125 МВА з приєднанням лінією електропередавання (що не має відгалужень) до

вузлової ПС електричної мережі.

Схему місток з вимикачами в колах трансформаторів і ремонтною перекладкою з боку ліній електропередавання (рис.6.13) застосовують

у РП ВН від 110 кВ до 330 кВ ПС ВЕС з двома силовими

трансформаторами одиничною потужністю до 125 МВА у разі

приєднання ПС у розтин транзитної лінії електропередавання.

Рисунок 6.12 – Схема блок лінія – чотири трансформатори

94

Рисунок 6.13 – Схема місток з вимикачами в колах трансформа-

торів і ремонтною перекладкою з боку ліній електропередавання (* - трансформатор струму встановлюється за відповідного обгрунтування,

** - роз’єднувач встановлюється лише якщо є живлення з боку СН)

Завдання на підготовку до лабораторної роботи

При підготовці до лабораторної роботи необхідно: ознайомитися з

конструкціями ВЕУ з горизонтальною віссю обертання та з вертикаль-ною віссю обертання [1, стор.132-159]; ознайомитися із принципом дії

вітроагрегатів [1, стор.83-108]; розглянути схеми приєднання ВЕС до

мережі; підготувати відповіді на контрольні запитання.

95

Контрольні запитання

1. Як класифікують вітрогенератори за розташуванням осі ротора?

2. Які переваги та вади мають сучасні вітрові електрогенератори з

горизонтальною віссю обертання? 3. Які переваги та вади мають сучасні вітрові електрогенератори з

вертикальною віссю обертання?

4. Як класифікують вітрогенератори за кількістю лопатей? Які пе-реваги та вади вони мають?

5. Як класифікують вітрогенератори за встановленою потужністю?

6. Поясніть конструкцію промислової вітрової установки. 7. Які переваги та вади мають вітротурбіни побудовані на базі ро-

тора Савоніуса?

8. Які переваги та вади мають вітротурбіни побудовані на базі ро-

тора Дарьє? 9. Які переваги та вади мають вітротурбіни побудовані на базі ге-

лікоїдного ротора?

10. Які переваги та вади мають багатолопатеві вертикальні вітроге-нератори?

11. Поясніть схему автономної ВЕУ.

12. Поясніть схему ВЕУ з приєднанням до мережі.

13. Поясніть схему мережевої ВЕУ. 14. Що входить до складу ВЕС?

15. Які особливості має ВЕС у порівнянні з традиційними електро-

станціями? 16. Якою є основна схема приєднання ВЕС до електричної мережі?

17. Які схеми використовують для РП ВН ВЕС?

Порядок виконання роботи

При виконанні лабораторної роботи необхідно за наочними посіб-никами та плакатами, використовуючи рекомендовану літературу ви-

вчити конструкцію вітроагрегатів різних типів; ознайомитися з основ-

ними характеристиками ВЕУ; проаналізувати схеми приєднання ВЕС

до електричної мережі.

96

Зміст звіту

1. Тема та мета роботи. 2. Ескізи вітроустановок різних типів.

3. Електричні схеми ВЕС.

4. Висновки.

Література

1. Основи вітроенергетики: підручник / Г. Півняк, Ф. Шкрабець,

Н. Нойбергер, Д. Ципленков ; М-во освіти і науки України, Нац. гірн.

ун-т. – Д.: НГУ, 2015. – 335 с. 2. Кудря С.О., Головко В.М. Основи конструювання енергоуста-

новок з відновлюваними джерелами енергії: навч. посіб.– Київ:

“НТУУ «КПІ», 2011. –136с.

3. Правила улаштування електроустановок. – К.: Міненерговугіл-ля України, 2017. – 617 с.

4. СОУ-НЕЕ 20.178:2008 Настанова «Схеми принципові електри-

чні розподільчих установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій»

5. Шкрабець Ф.П. Комбінована мобільна система основного і ре-

зервного живлення електроспоживачів малої та середньої потужності / Ф.П. Шкрабець, В.В.Бердник // Електротехніка та електроенергетика. -

2018. - № 2. - С. 45-54.